С предварительной гидроочисткой

ТОО “ПЕТРОКАЗАХСТАН ОЙЛ ПРОДАКТС

Утверждаю Утверждаю

Вице-президент по Вице-президент

Производству по коммерции

Цзян Ши Турисбеков А.З.

«__» ______2011 «___» ______2011

КОМБИНИРОВАННАЯ УСТАНОВКА ЛК-6у

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ

Книга 3

Секция 200

КАТАЛИТИЧЕСКИЙ РИФОРМИНГ

С ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ГИДРООЧИСТКОЙ

Срок действия до “____” _________ 2016_г.

СОДЕРЖАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА

СЕКЦИИ 200.

1. Общая характеристика производственного объекта.

1.1. Полное наименование производственного объекта.

. Назначение технологического процесса.

Секция 200 - Каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой сырья. Мощность установки миллион тонн в год.

Назначение процесса - получение высокооктанового компонента бензинов.

1.2. Состав секции.

В состав секции входят следующие блоки:

- предварительная гидроочистка сырья на катализаторах UF-110-1.5Q,

KF-647-3Q, KF-542, KG-55 и S-12Т.

- каталитическое риформирование фракции 60-205 ^оС на платинорениевом катализаторе R-98 (США).

1.3. Количество технологических линий (потоков) и их назначение.

В состав блока предварительной гидроочистки сырья входят:

- реакторный блок предварительной гидроочистки;

- блок отпарки гидрогенизата;

- блок сепарации и очистки циркуляционного водородсодержащего газа;

- узел газовоздушной регенерации катализатора гидроочистки;

- узел приготовления и подачи осерняющих агентов.

В состав блока риформинга входят:

- реакторный блок риформинга;

- блок стабилизации риформата в режиме дебутанизации;

- узел приготовления и подачи раствора хлорорганики в систему риформинга;

- блок сепарации и осушки циркуляционного водородсодержащего газа;

- узел газовоздушной регенерации катализатора риформинга.

1.4. Разработчик проекта.

Разработчик рабочего проекта секции каталитического риформинга Ленгипронефтехим. Генеральный проектировщик Азгипронефтехим.

Ввод комбинированной установки в эксплуатацию - 1985 год.

2. Характеристика исходного сырья, материалов,

реагентов, катализаторов, полупродуктов,

вырабатываемой продукции.

2.1. Сырье.

Сырьем секции каталитического риформинга является выделенная в секции 100 (ЭЛОУ-АТ) из нефти фракция с пределами выкипания 60-205^оС. Кроме того, сырьем могут служить фракции 85-180^оС, 60-140^оС.

2.2. Изготовляемая продукция.

Целевой продукцией секции 200 является дебутанизированный катализат с октановым числом до 96 пунктов по и.м., используемый в качестве высокооктанового компонента автобензинов.

Побочными продуктами секции являются:

- водородсодержащий газ (ВСГ), используемый для гидродепарафинизации фракций

140-230^оС и 230-350 ^оС в секциях 300-1 и 300-2, а также в качестве топливного газа;

- нестабильная жидкая “головка”, передаваемая на газофракционирование в

секцию 400;

- «жирный» газ стабилизации катализата, выводимый в секцию 400, либо – в топливную сеть;

- углеводородный газ отпарки гидрогенизата, выводимый в секцию 400, либо – в топливную сеть.

2.3. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов,

катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции, обращающихся в технологическом процуссу.

Примечание: ^* - при использовании для выпуска товарных бензинов марок АИ-92, АИ-96 высокооктановых присадок допускается для данных продуктов, выводимых из секции, снижение октанового числа на 2-4 пункта.

Свойства сырья, реагентов, полуфабрикатов с точки зрения пожаровзрывоопасности и токсичности приводятся в разделе

“Безопасная эксплуатация производства” (см. Раздел 7).

3. Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта.

.

3.1. Химизм процесса

3.1.1. Гидроочистка

Целью предварительной гидроочистки сырья является превращение и удаление веществ, дезактивирующих катализатор риформинга. К этим веществам относятся: сернистые, азотистые и кислородосодержащие соединения, а также соединения, содержащие металлы и галогены, непредельные углеводороды. Превращение указанных веществ происходит на гидрирующем катализаторе. Летучие продукты: вода, сероводород, аммиак, хлористый водород удаляются путем отпарки гидрогенизата. Металлические примеси отлагаются на катализаторе гидроочистки.

3.1.1.1. Основные реакции.

Сернистые соединения в сырье представлены меркаптанами, сульфидами, ди- и полисульфидами. Кроме того, в сырье возможно наличие элементарной серы, образующейся при термическом распаде сернистых соединений в процессе перегонки и в результате окисления сероводорода при контакте с воздухом.

3.1.1.1.1. Реакции гидрирования сернистых соединений:

а) меркаптаны:

R - SH + H₂ ® RH + H₂S

б) дисульфиды:

R - S - S - R + 3H₂ ® 2RH + 2H₂S

в) сульфиды:

R - S - R₁ + 2H₂ ® RH + R₁H + H₂S

г) тиофены:

HC ¾ CH

çç çç + 4 H₂ ® C₄H₁₀ + H₂S

HC CH

\ /

S

3.1.1.1.2. Азотистые соединения в сырье представлены пироллами, пиридинами и в высококипящих фракциях, хинолинами.

Реакции гидрирования азотистых соединений:

а) пироллы:

СН ¾ СН ¾ СН

çç çç + 4Н₂ ® С₄Н₁₀ + NH₃

CH CH

\

NH

б) пиридины: СН

\\

НС СН

çç ç + 5Н ₂ ® С₅Н₁₂ + NH₃

HC CH

\

N

в) хинолин:

СН СН СН

\ \\ \

НС С СН НС С-СН₂-СН₂-СН₃ + NH₃

½ ç ½ + 4Н ₂ ® ½ ½

HC C CH HC CH

\\ \ \\

CH N CН

3.1.1.1.3. Кислородные соединения сырья (спирты, эфиры, перекиси, фенолы) и растворенный кислород в условиях гидроочистки переходят в воду:

СН СН

\ \\

НС СОН НС СН

½ ç + Н₂ ® ç ½ + Н₂О

НС СН НС СН

\ \

СН СН

3.1.1.1.4. Олефиновые углеводороды при высоких температурах быстрее углеводородов других классов образуют кокс, который осаждается в печах и на катализаторе.

При гидроочистке олефины гидрируются:

СН₃ - СН = СН -СН₂ - СН₂ - СН₃ + Н₂ ® С₆Н₁₄

гексен гексан,

превращаясь в соответствующие парафиновые углеводороды.

Все описанные реакции могут происходить при следующих условиях работы гидроочистки:

Температура в реакторе, ⁰К (⁰С) – 588-613 (315 - 340);

Давление в реакторе, МПа (кгс/см²) – 2,1-2,7 (21 - 27);

Объемная скорость подачи сырья, час^-1 - 2,5-4,5;

Катализаторы UF-110-1.5Q, KF-647-3Q, KF-542, KG-55 и S-12Т США.

Кратность циркуляция газа, нм³/м³ сырья не менее 90.

Работа гидроочистки предусмотрена по схеме циркуляции водородсодержащего газа с постоянной подпиткой из блока риформинга, с выводом избытка ВСГ на секции 300/1 и 300/2. Разрешается работа блока гидроочистки по схеме «на проток» при условии обеспечения нормируемых параметров технологических режима.

Процесс гидроочистки протекает с выделением незначительного количества тепла, которое расходуется на компенсацию тепловых потерь в окружающую среду.

3.1.1.2. Влияние изменений основных условий процесса.

Основными параметрами, характеризующими процесс гидроочистки, являются: температура, давление, объемная скорость подачи сырья, краткость циркуляции водородсодержащего газа.

3.1.1.2.1. Температура.

С увеличением температуры интенсивность реакции гидрообессеривания, гидрирования непредельных углеводородов увеличивается.

Однако, при температурах выше 343 ⁰С интенсивность реакции гидрообессеривания и особенно гидрирования непредельных углеводородов снижается, а так же начинаются реакции рекомбинации серы. Это связано с возрастанием интенсивности реакции деструктивной гидрогенизации (гидрокрекинг). При гидрокрекинге снижается выход продуктов, увеличивается отложение кокса на катализаторе и сокращается, тем самым, срок его службы.

Подбор оптимальных температур гидроочистки зависит от состава сырья. Тяжелое, термически менее стойкое сырье очищается при более низких температурах, чем более легкое.

В данном случае, при гидроочистке наиболее оптимальными пределами температур являются 295-343 ⁰С. В случае вовлечения вторичного бензина в сырье минимальная температура реактора должна быть равна 315 ⁰С.

3.1.1.2.2. Давление.

Повышение общего давления в системе способствует увеличению глубины сероочистки и возрастанию срока службы катализатора.

Это связано с повышением концентрации реагентов в единице объема (увеличение числа эффективных столкновений реагирующих молекул).

При возрастании общего давления в системе растет парциальное давление водорода, способствующее увеличению глубины гидроочистки.

Для данной установки технологическое давление в реакторе составляет 2,1-2,7 МПа (21-27 кгс/см²), что при объемной скорости 2,5-4,5 час^-1 обеспечивает глубину гидроочистки сырья риформинга до требуемого качества: для биметаллического катализатора - 0,5 ррм.

3.1.1.2.3. Объемная скорость подачи сырья.

Объемной скоростью называется отношение объема сырья, подаваемого в реакторы в час, к объему катализатора

И = V/В = м³час / м³ = час^-1,

где:

V- объем жидкого сырья, подаваемого в м³/час;

В - объем катализатора в м³.

С увеличением объемной скорости уменьшается время пребывания сырья в реакторе, т.е. время контакта сырья с катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. В случае уменьшения объемной скорости (увеличения времени контакта сырья и катализатора) увеличивается глубина гидрообессеривания, но снижается производительность установки.

В зависимости от химического и фракционного состава сырья и требуемой глубины гидроочистки объемные скорости процесса могут быть в различных пределах. Для легких нефтепродуктов, более термостойких, уменьшение глубины гидроочистки при повышенных объемных скоростях, компенсируется за счет повышения температур. Для данной установки принята объемная скорость 2,5-4,5 час^-1.

3.1.1.2.4. Активность катализатора.

Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс и глубже обессеривать сырье.

Для определения активности катализатора сравнивают обессеривающую способность испытуемого катализатора с обессеривающей способностью эталонного образца. Испытания ведут на пилотной установке по специальной методике. Индекс активности рассчитывают по формуле:

S_o- S_k

И_а = ¾¾¾ * 100,

S_o- S_э

где:

S_o - содержание серы в исходном образце сырья,

S_э - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на

эталонном катализаторе,

S_k - содержание серы в гидрогенизате, очищенном на

испытуемом катализаторе.

Свежий катализатор должен иметь индекс активности не ниже 95%. Если активность свежего катализатора не достигает максимальной величины, катализатор активируют в течение нескольких часов водородом при температуре выше 300^оС. Со временем активность катализатора падает за счет отложений кокса на поверхности катализатора. Частичную регенерацию катализатора можно провести гидрированием коксовых отложений при циркуляции водорода и температурах 400-420 ⁰С.

Однако, такая регенерация не удается, если коксообразование произошло при падении давления в системе, превышениях температур выше допустимых. Поэтому даже кратковременное снижение давления в системе, превышение температуры процесса, прекращение циркуляции водородсодержащего газа недопустимо.

Для восстановления активности катализатор подвергается газовоздушной регенерации

3.1.1.2.5. Кратность циркуляции водородсодержащего газа.

При теоретически необходимых количествах водорода реакции гидрирования сернистых соединений могут протекать практически нацело, однако, скорость реакции будет очень мала ввиду малых парциальных давлений водорода. Поэтому процесс ведут с избытком водорода. Относительное количество водорода выражается молярным соотношением водорода и сырья на входе в реактор. Относительное количество подаваемого циркулирующего газа выражается объемом газа в нм³, приходящимся на 1м³ жидкого сырья. В данном случае на гидроочистку подается все балансовое количество водородсодержащего газа из риформинга, что соответствует циркуляции 90,0-150нм³/м³ сырья. Концентрация водорода в циркулирующем газе может колебаться в пределах от 65 до 90% в зависимости от характера сырья и степени отработки катализатора риформинга.

Эксплуатация блока гидроочистки требует тщательного контроля параметров процесса и качеством сырья.

3.1.1.3. Катализаторы гидроочистки.

Активными компонентами UF-110-1,5Q, KF-647-3Q и S-12Т являются комплексные соединения никеля и молибдена, нанесенные на активную окись алюминия.

Экструдаты катализатора UF-110-1,5Q имеют форму четырехлистника зеленого цвета, размером 1,0х1,3 мм на 1,2х1,5 мм, площадь поверхности – 180 м²/г. Плотность при рукавной загрузке – 0,64 г/см³ при плотной загрузке – 0,72 г/см³. UF-110-1,5Q оптимизирован, чтобы обеспечить высокую десульфуризацию, денитрогенацию и активность при насыщении ароматикой. Катализатор имеет пористую структуру, особенно подходящую для улучшения стабильности при работе на более тяжелом сырье.

Экструдаты катализатора КF-647-3Q имеют форму квадралоб с номинальным размером 1,0х1,3 мм и длинной 5,0 мм. Насыпная плотность 580 кг/м³. По площади поверхности – данных нет. КF-647-3Q является новым высокоактивным катализатором гидроочистки, специально разработанным для улавливания примесей и обладаниия высокой степенью гидрообессеривания и деазотирования. Он используется в верхних слоях катализаторного пакета для защиты основного слоя катализатора от отравления Ni, V, Na, Si, As.

Экструдаты катализатора S-12Т имеют сиреневую окраску и оформлены в виде трехлистников.

Катализатор защитного слоя KF-542-5R (KF-542-5R) представляет собой экструдаты серовато-желтого цвета без запаха, в форме колец с номинальным размером 9,0х3,5 (6,0х3,0) мм и длинной 6,0 мм. Насыпная плотность – 595 (550) кг/м³. Катализатор является альтернативой для инертных шаров. KF-542-5R (KF-542-5R), располагаясь в верхнем слое пакета основного катализатора, помогает снизить вероятность роста перепада давления во время работы установки. В связи с тем, что частицы катализатора обладают высоким объемом свободного пространства, они могут задерживать большое количество механических примесей сырья, а так же улучшать распределение сырьевого потока по слою основного катализатора.

Катализатор защитного слоя KG-55 представляет собой экструдаты светлого цвета без запаха, в форме сегментированных колец диаметром 19,2х9,5 и средней длинной 9,5 мм. Насыпная плотность – 880 кг/м³. KG-55 является инертным защитным материалом, который загружается в реактор поверх основного слоя катализатора для снижения роста перепада давления по реактору. Он обладает превосходной способностью к улавливанию и удержанию механических примесей сырья

Катализаторы UF-110-1,5Q, KF-647-3Q и S-12Т выпускаются в окисной форме. В процессе гидроочистки окислы активных металлов частично восстанавливаются и переходят в сульфиды. В этой форме катализатор проявляет свою оптимальную активность.

Катализаторы гидроочистки, потерявшие активность в процессе гидроочистки, могут быть подвергнуты окислительной регенерации.

Проектом предусмотрен газовоздушный способ регенерации.

3.1.2. Риформинг.

Целью каталитического риформинга является получение высокооктанового

продукта для использования его в качестве основного компонента в товарных бензинах.

3.1.2.1. Основные реакции.

Процесс каталитического риформинга основывается на реакциях дегидроциклизации парафиновых углеводородов, дегидрирования, дегидроизомеризации и изомеризации нафтеновых углеводородов, изомеризации парафинов на платиноворениевом катализаторе под давлением водорода. В результате указанных реакций в сырье увеличивается количество ароматических углеводородов.

Ниже приведены схемы некоторых основных и побочных реакций процесса:

3.1.2.1.1. Изомеризация пятичленных нафтенов с последующим дегидрированием:

СН

\\

Н₂С ¾ СН-СН ₃ НС СН

½ ½ ® ç ½ + 3Н₂

Н₂С СН₂ НС СН

\ \

СН₂ СН

3.1.2.1.2. Дегидрирование нафтенов:

СН₂ СН

\ \\

Н₂С СН₂ НС СН

½ ½ ® çç ½ + 3Н₂

Н₂С СН₂ НС СН

\ \

СН₂ СН

3.1.2.1.3. Деструктивная гидрогенизация (гидрокрекинг):

С₁₁Н₂₄ + Н₂ ® С₃Н₈ + С₈Н₁₈

3.1.2.1.4. Дегидроциклизация алканов и алкенов с образованием ароматических углеводородов:

С - СН₃

/ \\

СН₃ - (СН₂)₅ - СН₃ ® НС СН

çç ç + 4Н₂

НС СН

\

СН

3.1.2.1.5. Изомеризация алканов:

CН₃

½

СН₃ - (СН₂)₄ - СН₃ ® С₂Н₅ - СН-С₂Н₅

3.1.2.1.6. Гидрирование сернистых соединений:

СН₃

НС ¾ С - С₂ Н₅ ½

çç çç + 4Н₂ ® С₂Н₅ -С - С₂Н₅ + Н₂S

НС СН ½

\ Н

S

Реакции процесса каталитического риформинга в данном проекте происходят при следующих условиях:

а) температура в зонах реакции, ⁰С –470 ¸ 530;

б) давление на выходе из третьего реактора, МПа (кг/см²) - не выше 2,8 МПа

(28 кгс/см²);

в) объемная скорость подачи сырья – 1,2-1,5 час^-1;

г) циркуляция газа, моль Н₂/моль сырья – не менее 5,9;

д) катализатор – платинорениевый марки R-98 (CША).

3.1.2.2. Влияние основных условий процесса.

3.1.2.2.1. Влияние температуры.

Температура оказывает значительное влияние на скорость протекающих реакций, которые в конечном итоге влияет на выход отдельных продуктов. При увеличении температуры реакций выход катализата снижается, а степень его ароматизации возрастает. Повышение температуры наряду с увеличением выхода ароматики ускоряет реакции расщепления углеводородов, главным образом, парафиновых. Плотность циркулирующего газа возрастает с повышением температуры и может служить одним из показателей процесса. Повышение температуры приводит также к увеличению коксообразования.

Температура должна поддерживаться на минимально возможном уровне, обеспечивающем получение катализата заданного качества (с заданным октановым числом или заданным содержанием ароматических углеводородов). Температура на входе в реакторы при проведении любых операций на блоке риформинга никогда не должна превышать 530⁰ С.

3.1.2.2.2. Влияние давления.

Парциальное давление водорода в зоне реакции оказывает существенное влияние на процесс ароматизации. По термодинамическим соображениям, увеличение парциального давления водорода должно оказывать отрицательное влияние на ход процесса ароматизации бензина. Результаты расчетов для реакции дегидрирования шестичленных нафтенов показывают, что в одинаковых условиях по мере возрастания давления водорода степень превращения исходного углеводорода падает. Для достижения заданного содержания в продуктах реакции ароматических углеводородов при увеличении давления водорода потребуется соответствующее повышение температуры реакции.

Снижение давления усиливает коксообразование, но повышает степень ароматизации.

Повышение давления снижает коксообразование, но одновременно усиливает гидрокрекинг и подавляет образование ароматических углеводородов. Во всех случаях при повышении парциального давления водорода снижается содержание непредельных углеводородов в жидких продуктах реакции. При повышении давления газообразование всегда возрастает и, следовательно, снижается выход катализата.

3.1.2.2.3. Влияние объемной скорости подачи сырья.

Выход ароматических углеводородов и концентрация их в продуктах зависит от объемной скорости подачи исходного сырья.

С увеличением скорости подачи сырья выход катализата увеличивается, а степень ароматизации падает, что приводит к снижению суммарного выхода ароматических углеводородов в пересчете на исходное сырье.

Однако, снижение ее в определенных пределах может быть скомпенсировано повышением температур.

На установке каталитического риформинга объемная скорость подачи сырья –

1,2 ¸ 1,5 час^-1.

При увеличении средней объёмной скорости повышаются эксплуатационные температуры и сокращается длительность межрегенерационного цикла.

3.1.2.2.4. Кратность циркуляции водородсодержащего газа.

Процесс осуществляется в среде водородсодержащего газа - это позволяет повысить температуру процесса, не допуская реакций глубокого распада и коксообразования.

Кратность циркуляции, а также концентрация водорода в циркуляционном газе риформинга определяется мольным соотношением “водород / сырье”.

От величины этого параметра зависит интенсивность коксообразования, а, следовательно, стабильность и срок службы катализатора.

Кратность циркуляции практически не влияет на селективность процесса, т.е. на выход и качество продуктов.

При повышении кратности циркуляции производительность установки снижается в связи с уменьшением времени пребывания сырья в реакторах.

Рекомендуемая проектом кратность циркуляции газа не менее 5,9 мольН₂/моль сырья.

3.1.2.2.5. Качество сырья.

Качество сырья - это его химический и фракционный состав. Ценность сырья для риформирования тем выше, чем выше в нем концентрация нафтеновых и ароматических углеводородов.

При сравнении различных видов сырья для риформинга используется коэффициент, равный:

К = N + А, где

А - содержание ароматических углеводородов, % вес;

N - содержание нафтеновых углеводородов, % вес.

При увеличении содержания нафтеновых и ароматических углеводородов в сырье (увеличение К) риформат, заданного качества, может быть получен либо:

- при более низкой средней температуре в реакторах;

- при более высокой объёмной скорости подачи сырья;

При этом увеличивается выход риформата и возрастает концентрация водорода в циркуляционном газе.

Качество сырья определяет также стабильность и срок службы катализатора, чем выше содержание нафтеновых и ароматических углеводородов в сырье, тем мягче режим работы установки, тем больше срок службы катализатора.

3.1.2.3. Катализатор риформинга.

Процесс каталитического риформинга осуществляется на платинорениевом катализаторе R-98, изготовленным фирмой ЮОП - США.

Катализатор риформинга представляет собой окись алюминия, промотированную хлором, с равномерно распределенными по всему объему таблеток платиной и металлическим промотором рением. Экструдаты катализатора R-98 имеют цилиндрическую форму тёмно-серого цвета с запахом серы.

Добавление металлических промоторов способствует уменьшению скорости коксоотложения на катализаторах риформинга, либо ведет к такому распределению кокса на поверхности, при котором почти не ухудшается селективность катализаторов риформинга.

Катализатор R-98 осерняется при изготовлении. Перевод хлоридов платины в сульфиды преследует две цели:

- предотвращение частичной дезактивации катализатора при хранении, загрузке и в операциях, предшествующих пуску установки

- подавление чрезмерной крекирующей способности свежего катализатора при пуске установки.

Восполнение потерь хлора катализатора производится путем подачи небольших количеств хлорорганического соединения с сырьем. Основные правила хлорирования катализаторов риформинга изложены в “Руководстве по эксплуатации установок платформинга фирмы ЮОП”.

Поддержание надлежащего содержания хлора особенно важно при работе с катализаторами риформинга, так как уменьшение содержания галлоида приводит к более резкому снижению их стабильности.

Исходя из равновесного характера процесса хлорирования следует, что потери хлора катализатором пропорциональны содержанию влаги в системе. Для восполнения потерь и для поддержания заданной концентрации хлора в катализаторе предусмотрена постоянная подача хлорорганических соединений в равновесном отношении с влагой.

3.2. Описание технологической схемы.

3.2.1. Цикл реакции.

Cырьё - фр. 60-205 ⁰С из резервуаров Р-229/1,2 поступает на прием подпорных

насосов Н-222 (Н-222А), которые создают давление 8-12 кгс/см² на приеме

сырьевых насосов Н-201 (Н-202). От насосов Н-201 (Н-202) сырье проходит через счетчик массового расхода поз.F-294. Далее, разделившись на два параллельных потока, проходит через объемные расходомеры F-204/1,2 и клапаны-регуляторы расхода одноименных с расходомерами позиций и поступает в тройники смешения с водородсодержащим газом (ВСГ) на входе в Т-201/1,2,3 и Т-202/1,2,3. Температура поступающего в узел смешения сырья контролируется термопарой поз. Т-263/5. Предусмотрена подача сырья с выкида Н-222 (Н-222а), через клапан поз. F-255 (линия 618), на смешение со стабильным катализатом. Расход фр. 60-205 ⁰С на смешение замеряется диафрагмой поз. F-255. Имеется возможность работы секции 200 по “жёсткой” схеме. В этом случае сырьё из секции 100 подаётся сразу на приём насосов Н-201 (Н202).

С целью уменьшения потерь и предотвращения попадания воздуха в систему установки риформинга фракция 60-205 ⁰С в резервуарах Р-229/1,2 хранится под азотной «подушкой», создаваемой путем подачи азота под крышу резервуаров. Давление азотной «подушки» замеряется прибором поз. Р-212 и регулируется клапаном одноименной позиции, установленном на линии подачи азота низкого давления в Р-229/1, 2.

В случае превышения нормы давления, установленной в регламенте, излишки азота сбрасываются в атмосферу через гидрозатвор и воздушник высотой 30 метров. Так же для защиты резервуаров от разрушения, в случаях сверх допустимого повышения давления или вакуума, на них установлены клапана предохранительные гидравлические КПГ-200 и клапана дыхательные мембранные НДКМ-200. Для тушения пожара каждый резервуар оборудован пеногенераторами ГПСС-600 в количестве 4 шт.

Циркуляционный ВСГ от поршневых компрессоров ПК-303 (ПК-304), пройдя через клапан поз. Р-202, смешивается с избыточным ВСГ, поступающим через клапан Р-203 из блока риформинга, и направляется в адсорбер К-203, где происходит поглощение хлоридов аммония адсорбентом АХВ-97. После колонны К-203, перед теплообменниками Т-201/1,2,3 и Т-202/1,2,3, циркуляционный ВСГ разделяется на два параллельных потока и поступает в тройники смешения с сырьем. Предусмотрена подача ВСГ в Т-201/1,2,3 и Т-202/1,2,3 по байпасу К-203.

Газосырьевая смесь из тройников смешения параллельными потоками проходит по межтрубному пространству теплообменников Т-201/1,2,3 и Т-202/1,2,3, где нагревается встречными потоками газопродуктовой смеси из реактора Р-201 и объединенным потоком поступает в печь гидроочистки П-201 для нагрева до температуры реакции.

Температура газосырьевой смеси после Т-201/1,2,3 и Т-202/1,2,3 замеряется термопарами поз. Т-263/30,31. Температура газосырьевой смеси на входе в П-201 замеряется термопарой поз. Т-263/39.

После нагрева в печи П-201 до температуры реакции газосырьевая смесь направляется в реактор Р-201, где происходят реакции гидроочистки на катализаторах UF-110-1,5Q, KF-647-3Q, KF-542, KG-55 и S-12т.

Температура газосырьевой смеси на выходе из печи П-201 (вход в Р-201) замеряется термопарой поз.Т-223 и регулируется посредством воздействия на прибор поз. Т-224 - регулятор температуры перевала печи, клапан которого поз. Т-224 установлен на линии подачи топливного газа в печь П-201. Температура газопродуктовой смеси на выходе из Р-201 замеряется термопарой поз. Т-246/1.

Давление на входе и выходе из Р-201 замеряется соответственно приборами поз. Р-225 и Р-226. Перепад давления в реакторе Р-201 замеряется прибором поз. Р-226/1.
Газопродуктовая смесь гидроочистки из Р-201 двумя параллельными потоками проходит трубное пространство теплообменников Т-201/3,2,1 и Т-202/3,2,1, где отдает тепло газосырьевой смеси, затем охлаждается в двух параллельно включенных воздушных холодильниках Х-201/1,2, и окончательно - в водяных холодильниках Х-202,

Х-202а, затем поступает в сепаратор С-201. Температура газопродуктовой смеси после Т-201/3,2,1 и Т-202/3,2,1 замеряется термопарами поз. Т-263/6,7, а после Х-202, Х-202а – термопарой поз. Т-203.

В сепараторе С-201 осуществляется сепарация водородсодержащего газа и нестабильного гидрогенизата. Водородсодержащий газ из сепаратора С-201, через сепаратор С-210 и фильтр коалесцер ФК-201, поступает на прием компрессоров ПК-303 (ПК-304). Унесенный газом бензин собирается в сепараторе С-210 и сбрасывается в Е-211. Уровень в С-210 замеряется приборами поз. L-242-1,2 и регулируется клапаном поз. L-242-2.

Часть водородсодержащего газа возвращается с выкида компрессоров ПК-303 (ПК-304) через клапан-регулятор давления поз.Р-202 на блок предварительной гидроочистки. Другая часть - поступает на С-300/1,2. Давление после клапанов поз. Р-202 и поз. Р-203 замеряется прибором поз. Р-202.

Давление в системе предварительной гидроочистки и в сепараторе С-201 замеряется прибором поз. Р-221 и регулируется клапаном одноименной позиции, через который избыточный водородсодержащий газ сбрасывается из линии 213, после С-201 в топливную сеть или на факел. Расход сбрасываемого ВСГ замеряется диафрагмой поз. F-290.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-201, через фильтры Ф-209 (Ф-210), поступает в трубное пространство теплообменника Т-203, где нагревается встречным потоком стабильного гидрогенизата, и подается в колонну К-201 на 15-ую или 18-ую тарелки. Температура нестабильного гидрогенизата на входе в колонну К-201 замеряется термопарой поз.Т-201.

Уровень в С-201 замеряется приборами поз. L-203 и L-203/1 и регулируется клапаном поз. L-203. Расход нестабильного гидрогенизата замеряется диафрагмой поз. F-223, которая расположена на трубопроводе из С-201 в К-201. Давление до и после фильтров Ф-209 (Ф-210) замеряется, соответственно, приборами поз. Р-275/1 и Р-275/2. Перепад давления на фильтрах замеряется прибором поз. Р-275.

В колонне К-201 происходит отпарка воды и растворенных в гидрогенизате углеводородных газов (УВГ), HCl, H₂S и NH₃. Газы отпарки выводятся с верха колонны К-201, охлаждаются и конденсируются в холодильнике воздушного охлаждения ХК-201 и водяных холодильниках ХК-202, ХК-202а, после чего поступают в емкость Е-201. Температура после ХК-202, ХК-202a замеряется термопарой поз.Т-207.

Температура верха колонны К-201 замеряется термопарой поз. Т-263/1, а давление – прибором поз. Р-223.

Давление в емкости Е-201 замеряется прибором поз. Р-201 и регулируется клапаном одноименной позиции.

Уровень в К-201 замеряется приборами поз. L-209 и L-209/1.

Углеводородный газ из емкости Е-201 выводится в общезаводскую сеть топливного газа или в секцию 400. Расход углеводородного газа замеряется диафрагмой поз. F-221, температура – термопарой поз.Т-263/8.

“Головка” отпарки из емкости Е-201 поступает на прием насосов Н-206 (Н-207) и подается ими в качестве орошения в верхнюю часть колонны К-201. Уровень в емкости Е-201 замеряется прибором поз. L-202 и регулируется клапаном поз. F-202, установленном на линии орошения, идущей от насосов Н-206 (Н-207). Расход насосов замеряется диафрагмой поз. F-202.

Балансовое количество нестабильной “головки” из емкости Е-202 выводится в секцию 400 по линии 215. Вывод избытка регулируется клапаном поз. F-251. Расход нестабильной головки замеряется диафрагмой поз. F-251.

Для колонны К-201 подбирается температурный режим с минимальным расходом орошения 1¸5 м³/час, обеспечивающим минимальное содержание влаги в гидрогенизате.

В период пуска, в случаях повышенного содержания влаги в водородсодержащем газе риформинга, при подаче на установку обводненного сырья предусмотрена схема, по которой часть “головки” стабилизации К-202 после клапана расхода поз.

F-208 направляется в линию орошения колонны К-201 после клапана поз. F-202.

Сероводородная вода отпарки из нижней части емкости орошения Е-201, выводится по линии 320 в секцию 300-1. Уровень сероводородной воды в емкости Е-201 замеряется прибором поз. L-210 и регулируется клапаном одноименной позиции.

Необходимое для отпарки количество тепла вводится в отпарную колонну К-201 циркуляцией стабильного гидрогенизата через трубчатую печь П-202 насосами Н-203 (Н-204, Н-205).

Температура продукта на входе в печь П-202 замеряется прибором поз. Т-263/28, а на выходе из печи П-202 – прибором поз. Т-220 и регулируется посредством воздействия на прибор поз. Т-222 – регулятор температуры перевала печи, клапан которого поз. Т-222 установлен на линии подачи топливного газа в печь.

Расход стабильного гидрогенизата через печь П-202 регулируется клапаном поз. F-203, установленном на выкидном трубопроводе насосов Н-203 (Н-204, Н-205) и замеряется диафрагмой поз. F-203.

Имеется линия вывода избытка стабильного гидрогенизата из перемычки между

К-201 и К-202 через ХК-205 в парк накопления Р-235/1,2. Расход стабильного гидрогенизата регулируется клапаном поз. F-257 и замеряется диафрагмой поз. F-257. Температура стабильного гидрогенизата замеряется термопарой поз. Т-250, установленной на трубопроводе после ХК-205.

Cтабильный гидрогенизат с низа колонны К-201, после охлаждения в теплообменнике Т-203 нестабильным гидрогенизатом из сепаратора С-201, через фильтры Ф-201 (Ф-202), поступает на приём сырьевых насосов блока риформинга Н-208 (Н-209), которыми подается по двумя инжекционным трубкам в нижнюю часть теплообменника Т-251 (холодная сторона), где вовлекается в пучок циркулирующим ВСГ. Для предотвращения засорения инжекционных трубок сырьё перед входом в теплообменник дополнительно очищается в фильтрах Ф-251/1 (Ф-251/2). Давление до и после фильтров замеряется приборами поз. Р-274-1 и поз. Р-274-2, соответственно. Перепад давления на фильтрах – по прибору поз. Р-274. Температура стабильного гидрогенизата замеряется термопарой поз. Т-281, давление перед инжекционными трубками замеряется прибором поз. Р-251. Расход стабильного гидрогенизата от насосов Н-208

(Н-209) регулируется клапаном поз. F-211-1 и замеряется диафрагмой одноименной позиции. Давление после клапана замеряется прибором поз. Р-219.

Водородсодержащий газ от компрессора ЦК-201 подаётся в теплообменник

Т-251, в его нижнюю часть (холодная сторона). Расход ВСГ от компрессора ЦК-201 контролируется диафрагмами поз. F-206 и F-206/1, температура замеряется термопарой поз. Т-282, давление – прибором поз. Р-252.

Температура ГСС после теплообменника Т-251 замеряется термопарой поз. Т-283, давление – прибором поз. Р-253. Перепад давления на инжекционных трубках (ст.гидрогенизат – ВСГ) контролируется по прибору поз Р-257/1. Перепад давления по пучку (ВСГ – выход ГСС) контролируется по прибору поз Р-257/2.

В Т-251 газосырьевая смесь подогревается встречным потоком газопродуктовой смеси из Р-204, далее проходит радиантную камеру печи П-203/1 и поступает в реактор первой ступени риформинга Р-202, где протекают реакции ароматизации, изомеризации и дегидроциклизации сырья.

Для поддержания необходимой влажности в системе риформинга в трубопровод ГСС перед радиантной камерой печи П-203/I насосами Н-153 (Н-155) подается турбинный конденсат. Расход турбинного конденсата замеряется счетчиком массового расхода поз. F-273.

Температура наружных стенок реактора замеряется поверхностными термопарами поз. Т-264/1-19 (19штук), температура на входе и выходе из реактора замеряется, соответственно, термопарами поз. Т-230 и Т-246/2.

Давление на входе и выходе из реактора Р-202 замеряется, соответственно, приборами поз. Р-227/1 и Р-228/1, перепад в реакторе замеряется прибором

поз. Р-228/3.

Далее газопродуктовая смесь после реактора Р-202 нагревается сначала в конвекционной камере печи П-203, а затем в радиантной камере печи П-203/II и поступает в реактор второй ступени риформинга Р-203, где протекают реакции изомеризации, дегидроциклизации, гидрокрекинга и остаточные реакции ароматизации сырья.

Температура наружных стенок реактора замеряется поверхностными термопарами поз. Т-266/1-14 (14 штук). Температура на входе, выходе из реактора замеряется, соответственно, термопарами поз. Т-232 и Т-246/3.

Давление на входе и выходе из реактора Р-203 замеряется соответственно приборами поз. Р-227/2 и Р-228/2, перепад давления замеряется прибором поз. Р-228/4.

После реактора Р-203 газопродуктовая смесь нагревается в радиантных камерах П-203/III-2 и П-203/III и поступает в реактор третьей ступени риформинга Р-204.

Температура наружных стенок реактора Р-204 замеряется поверхностными термопарами поз. Т-267/1-22 (22шт). Температура на входе и выходе из Р-204 замеряется, соответственно, термопарами поз. Т-233 и Т-246/4,

Давление на входе и выходе реактора Р-204 замеряется, соответственно, приборами поз. Р-229 и Р-203, перепад давления замеряется прибором поз. Р-230/1.

Для предотвращения попадания катализатора из реактора Р-204 в теплообменник Т-251 в трубопроводе после реактора установлен фильтр. Давление перед и после фильтра замеряется, соответственно, приборами поз. Р-203 и Р-230. Перепад давления на фильтре замеряется прибором поз. Р-230/2.

Для поддержания активности катализатора риформинга в период реакции предусматривается подача раствора хлорорганического соединения в сырье дозировочными насосами Н-215 (Н-216, Н-216а). Расход раствора хлорорганического соединения замеряется счетчиком массового расхода поз. F-264. Для улучшения смешения хлоридов с сырьем, подача раствора хлорорганического соединения осуществляется в трубопровод стабильного гидрогенизата, на участке из Т-203 в Ф-201 (Ф-202А). Подача раствора может осуществляться так же и непосредственно в реакторы Р-202,

Р-203, Р-204. Для приготовления раствора, хлорорганическое соединение насосом

Н-219 из бочки закачивается в мерник Е-206, откуда дозируется в Е-205 и подается в емкости Е-203 (Е-204), куда так же подается стабильный катализат. Имеется возможность закачки хлорорганического соединения из бочки в мерник Е-206 с помощью переливного устройства под давлением азота. Приготовление раствора осуществляется поочередно в емкостях Е-203, Е-204 многократной циркуляцией насосом Н-214. Каждая из емкостей рассчитана на суточный запас раствора хлорорганики. Уровни в Е-203 и Е-204 замеряются, соответственно, приборами поз. L-214/1 и L-214/2.

Газопродуктовая смесь (ГПС) из Р-204 поступает в теплообменник Т-251, где охлаждается, отдавая тепло газосырьевой смеси риформинга. Температура до и после теплообменника Т-251 замеряется термопарами поз. Т-284 и Т-285, давление, соответственно, – приборами поз. Р-254 и поз. Р-255. Перепад давления по ГПС замеряется прибором поз. Р-257/3.

Затем ГПС двумя потоками проходит через аппараты воздушного охлаждения Х-203/1,2,3 и Х-203/4,5,6, далее – общим потоком доохлаждается в водяных холодильниках Х-204, Х-204a и поступает в сепаратор С-202. Температура после Х-204 замеряется термопарой поз. Т-204-1, а после Х-204a замеряется термопарой поз.

Т-204. В сепараторе С-202 осуществляется сепарация водородсодержащего газа и нестабильного катализата. Уровень в С-202 замеряется приборами поз. L-206 и L-206/1 и регулируется клапаном поз. L-206, установленном на линии нестабильного катализата из С-202 в теплообменники Т-206,206А. Давление в сепараторе С-202 замеряется прибором поз. Р-207 и регулируется клапанами поз. Р-207 и Р-207/1, расположенными на линии сброса избыточного ВСГ на факел или в топливную сеть. Расход ВСГ замеряется диафрагмой поз. F- 291. Водородсодержащий газ из сепаратора С-202 через сепаратор С-208 поступает на прием компрессора ЦК-201.

Унесенный газом бензин собирается в сепараторе С-208 и выводится в линию нестабильного катализата из С-202 в Т-206, Т-206А. Уровень в С-208 замеряется приборами поз. L-204 и поз. L-204/1 и регулируется клапаном поз. L-204/1.

При наличии высокого содержания влаги в водородсодержащем газе в пусковой период ВСГ направляется в колонну К-204, где с помощью цеолитов происходит осушка циркулирующего газа. Влажность циркуляционного газа замеряется прибором поз. Q-203. Концентрация Н₂ в ВСГ замеряется прибором поз. Q-205.

Основная часть водородсодержащего газа возвращается с выкида компрессора ЦК-201 в теплообменник Т-251, а избыточное количество водородсодержащего газа подаётся на блок предгидроочистки, в теплообменники Т-201/1,2,3; Т-202/1,2,3. Расход водородсодержащего газа из блока риформинга на блок предгидроочистки регулируется клапаном поз. Р-203 и замеряется диафрагмой поз. F-250.

Нестабильный катализат из сепаратора С-202 поступает в теплообменники

Т-206,Т-206А по трубному пространству, где нагревается встречным потоком стабильного катализата, и подается в колонну К-202 на 17-ю или 21-ю тарелку. Температура нестабильного катализата на входе в колонну К-202 замеряется термопарой поз. Т-202. Температура верха К-202 замеряется термопарой поз. Т-263/29.

В колонне К-202 происходит стабилизация катализата. Из верхней части стабилизационной колонны К-202 выводятся: газ стабилизации, пары нестабильной “головки”. После охлаждения и конденсации в аппаратах воздушного охлаждения

ХК-203/1,2 и водяных холодильниках-конденсаторах ХК-204